Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2085715, кл. Е21В 43/24, опубл. Бюл. №21 от 27.07.1997 г.), включающий бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, перфорацию участка эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта и последующий подъем и подачу нефти в выкидную линию.

Недостатком известного способа является технологическая сложность его реализации, связанная с использованием тока высокой частоты для прогрева пласта и схемы управления реверсом ЭЦН двустороннего действия.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2246001, кл. Е21В 43/24, опубл. Бюл. №4 от 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.

Недостатком способа является сложность конструкции устройства для его осуществления, низкая производительность способа, поскольку отбор жидкости ведется по колонне НКТ, а также возможность образования песчаной пробки в межтрубном пространстве скважины, что затруднит поступление битума в колонну НКТ и может привести к прихвату колонны НКТ в эксплуатационной колонне. Кроме того, требуется герметизация привода тяговой системы, что также усложняет конструкцию и снижает надежность системы. Недостатком данного способа также является отсутствие возможности исследования скважины в процессе ее эксплуатации глубинными приборами, что снижает эффективность способа.

Другим недостатком способа является отсутствие поинтервального регулирования темпов нагнетания теплоносителя в нагнетательной скважине, что приводит к нежелательным «кинжальным» прорывам теплоносителя, неравномерному прогреву пласта, снижает эффективность процесса теплового вытеснения.

Задачей изобретения является исключение возможности оседания песка и образования песчаной пробки в горизонтальной добывающей скважине, повышение производительности способа, а также повышение эффективности способа путем обеспечения инструментального контроля и регулирования процесса тепловой обработки продуктивного пласта при реализации способа.

Поставленная задача решается способом разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающим бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного перемещения в скважине, подъем и подачу при помощи поршня продукции скважины в выкидную линию на одном из устьев добывающей скважины.

Новым является то, что дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные приборы для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции, которую отбирают в выкидную линию и на втором устье добывающей скважины, при этом закачку теплоносителя ведут одновременно по каналам двух, по крайней мере, концентрично размещенных насосно-компрессорных труб - НКТ, из которых меньшие по диаметру выполняют большей длины.

Кроме того, новым также является то, что:

- приводной узел выполняют в виде двух тяговых устройств, расположенных у каждого устья добывающей скважины, соединенных с силовыми тягами поршня и работающих синхронно попеременно в противофазе;

- закачку теплоносителя в двухустьевую нагнетательную скважину ведут с раздельно регулируемым расходом с обоих устьев скважины через спущенные с каждого устья до заданного участка вскрытой части продуктивного пласта колонны НКТ.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема сооружения и эксплуатации нагнетательной и добывающей скважин предлагаемым способом; на фиг.2 показано скважинное оборудование добывающей скважины; на фиг.3 и 4 - варианты выполнения и оборудование нагнетательной скважины.

Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов осуществляют следующим образом.

Бурят двухустьевую добывающую скважину 1 (см. фиг.1), крепят ее эксплуатационной колонной 2 с перфорированным участком 3, расположенным в продуктивном пласте 4. Бурят нагнетательную скважину 5 с профилем, параллельным профилю добывающей скважины 1, крепят ее эксплуатационной колонной 6 с перфорированным участком 7, расположенным в том же продуктивном пласте 4 выше добывающей скважины 1. Поршень 8 (см. фиг.2) с присоединенными к нему силовыми тягами 9 и 10 устанавливают в добывающей скважине 1 с возможностью непосредственного взаимодействия с эксплуатационной колонной 2 и реверсивного перемещения в ее пределах. Силовые тяги 9 и 10 подсоединяют к тяговым устройствам 11 и 12 (см. фиг.1), расположенным на устьях 13 и 14 добывающей скважины 1. На силовых тягах 9 и 10 (см. фиг.2) устанавливают глубинные приборы 15 со средствами передачи информации на поверхность.

В нагнетательную скважину 5 (см. фиг.3) помещают две колонны насосно-компрессорных труб 16 и 17 разного диаметра, причем колонна труб 16 меньшего диаметра выполнена большей длины.

В процессе эксплуатации залежи помещенный в скважину поршень 8 (см. фиг.2) при помощи силовой тяги 10 (в качестве которой может быть применен стальной канат), которая наматывается на барабан лебедки 18 тягового устройства 12, перемещается от устья 13 к устью 14. При этом силовая тяга 9 (см. фиг.1) сматывается с барабана лебедки 19 тягового устройства 11. Жидкость, находящаяся в полости 20 эксплуатационной колонны 2 перед поршнем 8, перемещается им к устью 14, откуда жидкость через обратный клапан 21 попадает в выкидную линию 22 и далее в систему сбора 23. При этом полость 24 (см. фиг.2) эксплуатационной колонны 2 за поршнем 8 заполняется поступающим из продуктивного пласта 4 битумом, вместе с которым туда поступает и некоторое количество песка.

Управление тяговыми устройствами 11 и 12 (см. фиг.1) осуществляется автоматически, что достигается установкой на них блоков управления 25 и 26, связанных, например, с датчиками 27 подхода поршня 8 к устьям 13 и 14 добывающей скважины 1 и датчиками 28 прослабления силовых тяг 9 и 10. Блоки управления 25 и 26 взаимосвязаны также и между собой, например, с помощью линии связи 29.

Намотка силовой тяги 10 на барабан лебедки 18 тягового устройства 12 производится до подхода поршня 8 к устью 14, о чем сигнализирует датчик 27, установленный на устье 14, сигнал с которого поступает во взаимосвязанные блоки управления 26 и 25, при этом вращение обоих барабанов лебедок 18 и 19 тяговых устройств 11 и 12 останавливается. Затем включается тяговое устройство 11. Поршень 8 при помощи силовой тяги 9, которая наматывается на барабан лебедки 19 тягового устройства 11, перемещается теперь в направлении от устья 14 к устью 13. При этом силовая тяга 10 сматывается с барабана лебедки 18 тягового устройства 12. Битум и весь песок, поступивший в добывающую скважину 1, перемещается поршнем 8 к устью 13, откуда вся продукция попадает в выкидную линию 30 и далее в систему сбора 23.

В процессе работы скорость вращения барабана лебедки 18, с которого в данный момент ведется смотка силовой тяги 10, может превысить скорость схода силовой тяги 10 в скважину 1. В этом случае натяжение силовой тяги 10 уменьшается, срабатывает датчик 28 прослабления силовой тяги 10 тягового устройства 12, сигнал с которого подается в блок управления 26, включающий подтормаживание вращения барабана лебедки 18. При стабилизации натяжения силовой тяги 10 подтормаживание отключается. Это позволяет обеспечить синхронную попеременную работу тяговых устройств 11 и 12 в противофазе, то есть когда на одно тяговое устройство 11 или 12 подтягивает поршень 8, другое тяговое устройство 12 или 11 обеспечивает сход силовой тяги 10 или 9 в добывающую скважину 1.

Далее циклы работы повторяются.

В процессе отбора продукции при перемещении поршня 8 с определенной скоростью по перфорированному участку 3 эксплуатационной колонны 2, например, от устья 14 к устью 13, пластовое давление может снизиться, а давление жидкости в полости 24 (см. фиг.2) перед поршнем 8 с ростом высоты столба жидкости при подъеме жидкости к устью 13 в совокупности с давлением в выкидной линии 30 может превысить пластовое давление. При этом скорость оттока жидкости из добывающей скважины 1 обратно в продуктивный пласт 4 может сравняться со скоростью отбора жидкости из добывающей скважины 1, то есть вся перемещаемая поршнем 8 жидкость будет через перфорационные отверстия перфорированного участка 3 уходить из добывающей скважины 1 обратно в продуктивный пласт 4, не поступая в систему сбора 23 (см. фиг.1), из чего следует, что скорость перемещения поршня 8 в перфорированном участке 3 эксплуатационной колонны 2 добывающей скважины 1 должна выбираться из условия обеспечения отбора битума на поверхность со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации битума из добывающей скважины 1 в продуктивный пласт 4.

Приток вязкой продукции в добывающую скважину 1 обеспечивается прогревом продуктивного пласта 4, который осуществляется закачкой теплоносителя в продуктивный пласт 4 через перфорированный участок 7 эксплуатационной колонны 6 нагнетательной скважины 5. Закачку теплоносителя ведут от источника теплоснабжения 31 с раздельно регулируемым, например с помощью задвижек 32 (см. фиг.3), расходом одновременно по двум колоннам насосно-компрессорных труб 16 и 17 разного диаметра, установленных на устье 33 нагнетательной скважины 5. Выполнение колонны 16 с меньшим диаметром более длинной позволяет при прочих равных условиях с большей скоростью, а значит, и с меньшими потерями тепловой энергии довести теплоноситель до заданного участка продуктивного пласта 4, расположенного на большем расстоянии от устья нагнетательной скважины 5. Кроме того, расположение колонны 16 меньшего диаметра внутри колонны 17 насосно-компрессорных труб большего диаметра снижает тепловые потери теплоносителя во внутренней колонне 16 за счет того, что наружная поверхность колонны 16 прогревается теплоносителем, закачиваемым по колонне 17.

Еще более повысит эффективность тепловой обработки продуктивного пласта 4 (см. фиг.4) закачка теплоносителя с раздельно регулируемым расходом с обоих устьев 33 и 34 нагнетательной скважины 5 через спущенные с каждого устья 33 и 34 колонны насосно-компрессорных труб 16, 17, 35 и 36 до заданных участков вскрытой части продуктивного пласта 4, что позволит вдвое увеличить количество зон теплового воздействия на продуктивный пласт 4 и более равномерно охватить его тепловым воздействием.

Установка глубинных приборов 15 (см. фиг.2) на силовых тягах 9 и 10 с обеих сторон от поршня 8 позволяет при перемещениях его по добывающей скважине 1 между устьями 13 и 14 осуществлять контроль параметров температуры и давления жидкости по длине ствола добывающей скважины 1 перед и за поршнем 8 в процессе отбора продукции из добывающей скважины 1, иметь представление о температуре продукции по профилю добывающей скважины 1, что позволит корректировать расположение зон прогрева продуктивного пласта 4 и темпы нагнетания в них теплоносителя.

Использование предлагаемого способа позволяет исключить возможность оседания песка и предотвратить образование песчаной пробки в эксплуатационной колонне добывающей скважине за счет того, что песок, поступающий в скважину вместе с битумом, при каждом перемещении поршня выносится на поверхность, а также с высокой эффективностью осуществлять прогрев продуктивного пласта.

Отбор битума поршнем по эксплуатационной колонне добывающей скважины позволяет значительно повысить производительность способа, поскольку при перемещении поршня со скоростью, например, 0,5 м/с по эксплуатационной колонне с внутренним диаметром 150 мм теоретическая производительность способа, с учетом того, что подача продукции осуществляется поочередно на оба устья, то есть в способе отсутствует непроизводительный ход поршня, составляет 31,6 м³/час.